“液卖气交”探索天然气供应新模式

日前，国家管网集团浙江省天然气管网有限公司（以下简称“浙江省网公司”）协同福睿斯（舟山）清洁能源有限公司顺利达成首单“液卖气交”业务，创新LNG销售合同，联合“液转气”补充协议实现管道托运，首期订单量450吨共63万立方米。

此前，国家管网集团西气东输公司还协同中海油江苏销售分公司，完成江苏东能天然气管网有限公司首笔30万立方米“液卖气交”订单业务办理。

“总体来看，‘液卖气交’模式为LNG与管道气的融合发展创造了机会，利于提升天然气管道利用率，也为非托运商的企业气源多样化采购提供了可能。”来佰特数据科技有限公司天然气事业部总监刘广彬说。

“液卖气交”，即购买液态LNG，最终以气态的形式交付。上述两例“液卖气交”的成功案例均是通过LNG接收站将LNG气化之后用天然气管网输送，替代LNG槽车拉运。与此同时，大部分LNG接收站本身具有外输管道且储容量较大，因此该模式在运行中，无需硬件方面额外投入。

“当前，LNG市场供应较为宽松，国内液厂也在探索新的盈利模式。在‘液卖气交’模式下，不仅LNG外输量增长，也促使天然气管输市场容量提升。这也意味着，LNG交易不再仅仅是简单的液态点对点的运输模式，而是将天然气管道运输融合在LNG的交易环节中。”隆众资讯天然气分析师张梦洁说。

值得注意的是，“液卖气交”的实施条件较为苛刻，既需找准运价更优、交易周期更长、交易量更稳定的液态贸易业务，同时又要考虑管输相较于LNG槽车运输的价格优势。

业内人士指出，对于管道气气源企业、LNG运贸企业来讲，交收方式的改变，将对其业务形成一定冲击。

“‘液卖气交’对LNG槽车运输带来一定的冲击。以前LNG槽车运输半径可能在800-1000公里左右，现在辐射距离可能仅有300公里，只能完成短距离的灵活运输，业务量打了折扣。”某LNG槽车运输业人士说。

受访人士表示，在“液卖气交”的新交易模式下，需要考量其盈利空间。张梦洁以内蒙古LNG液厂为例算了一笔经济账。

“与传统LNG液厂一样，该地区LNG液厂的经营模式较为单一，加之内蒙古区域最大的LNG下游终端为LNG加气站，因此点对点贸易居多，资源外流目的地多为陕西、山西及河北等地区。近年来，随着内蒙古LNG产能不断提升和进口LNG资源冲击，资源外流难度也在逐步加大。”张梦洁说，“当前内蒙古区域仅有陕京四线一条天然气管道，从国家管网集团公布的剩余管容来看，陕京四线剩余管容较为充足，可以初步满足‘液卖气交’的硬件需求。”

“如果将内蒙古液厂的LNG兵分两路，一路运送至河北用气终端，另一路运送至广东用气终端，从我们的监测数据来看，气化后输送至近端市场河北没什么优势，只有在管道气价格较高的广东市场，在夏季凭借低廉的气源价格优势，存在一定的套利空间。”张梦洁说。

“对比LNG及管道气合同量内、外的价格，在沿海管道气价格偏高的省份存在一定优势，后期或可成为该区域的气源补充方式之一。”张梦洁说。

刘广彬表示，LNG液厂需要考虑盈利空间，下游用户也需要对比“LNG+管输费”与“LNG+陆运费用”，寻找合适的运输方式。“加之管容需要提前与管网公司协商，对比LNG陆运直供，就多了一道操作程序。”

受访人士表示，在“液卖气交”新模式进一步推广前，还有诸多问题待解。

业内分析认为，像内蒙古一样区域面积较大的地区，气源“上载”管道时，既要兼顾大部分LNG液厂的地理位置，还考虑管容的问题。

“上载点是否需要建设储罐也是另一个需要考虑的问题。如果上载点没有建设储罐，将面临气化效率较低的状况。若建设储罐，需要寻找投资方和资金。这部分成本也可能再次分摊到气化成本上。”张梦洁说。

刘广彬也表示，气源成本是最大的竞争力，如果成本增加，终端用户选择将因此受影响。

张梦洁指出，对于城燃及终端用户来说，目前最稳定的气源仍是与“三桶油”签订的管道气合同。“‘三桶油’一般以上年的用气量作为本年度的合同内气源，下游可享受较低的合同内气源价格。如果购气用户通过‘液卖气交’模式购买气源后，可能会对明年的合同气源产生影响。因此，此模式气源的稳定性是终端用户最关注的问题。”

LNG槽车运输业人士表示，目前来看，“液卖气交”对于内陆液厂而言可能是一个不错的外销途径，但由于实际交易案例比较少，未来能否在内陆LNG液厂复制并大面积推广还有待观察。